Сокращенный паспорт Олёкминской ГЭС 5
Введение 7
1 Общие сведения 8
1.1 Климат в районе проектируемого гидроузла 8
1.2 Гидрологические данные 8
1.3 Инженерно - геологические условия 11
1.4 Сейсмические условия 11
1.5 Данные по энергосистеме 11
1.6 Аналоги проектируемого гидроузла 12
2 Гидрологические расчёты 13
2.1 Выбор расчётных гидрографов маловодного и средневодного года при
заданной обеспеченности стока 13
2.2 Построение суточных графиков и интегральных кривых нагрузки
энергосистемы 16
2.3 Построение годовых графиков максимальных и среднемесячных нагрузок
энергосистемы 18
2.4 Расчет режимов работы ГЭС без регулирования с учетом требований
водохозяйственной системы 19
2.5 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в маловодном году 21
2.6 Водно-энергетические расчеты режима работы ГЭС в средневодном году 24
2.7 Определение установленной мощности проектируемой ГЭС 25
2.8 Баланс мощности энергосистемы 26
3 Основное и вспомогательное оборудование 29
3.1 Построение режимного поля 29
3.2 Выбор системы и количества гидроагрегатов 31
3.3 Определение отметки рабочего колеса турбины для обеспечения ее
бескавитационной работы 35
3.3.1 Работа одного агрегата с установленной мощностью при Hmax 35
3.3.2 Работа одного агрегата с установленной мощностью при Нр 36
3.3.3 Работа одного агрегата с соответствующей мощностью на линии
ограничения при Hmin 36
3.4 Расчет на величину воронкообразования 37
3.5 Выбор маслонапорной установки и электрогидравлического регулятора 37
3.6 Расчет вала гидроагрегата на прочность и подшипника гидротурбины... 37
3.7 Выбор гидрогенератора 39
3.8 Расчет габаритов машинного зала 39
4 Электрическая часть 41
4.1 Выбор структурной схемы электрических соединений 41
4.2 Выбор основного оборудования главной схемы ГЭС 42
4.2.1 Выбор синхронных генераторов электростанции 42
4.2.2 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с простыми
блоками 42
4.2.3 Выбор повышающих трансформаторов для схемы с укрупненными блоками 44
4.2.3 Выбор трансформаторов собственных нужд 45
4.3 Выбор количества отходящих воздушных линий и марки провода 45
4.4 Выбор главной схемы на основании технико-экономического расчёта ... 46
4.5 Выбор схемы распределительного устройства высшего напряжения 47
4.6 Расчет токов короткого замыкания в программном комплексе «RASTR
WIN 3» 48
4.6.1 Расчет токов трехфазного и однофазного короткого замыкания в РУВН 48
4.6.2 Расчет токов трехфазного короткого замыкания на генераторном
напряжении 50
4.7 Определение расчётных токов рабочего и утяжелённого режима 51
4.8 Выбор и проверка электрических аппаратов высшего напряжения 52
4.8.1 Выбор выключателя 52
4.8.2 Выбор разъединителей 53
4.8.3 Выбор трансформатора напряжения 53
4.8.4 Выбор ограничителей перенапряжения 54
4.8.5 Выбор высокочастотного заградителя 54
4.9 Выбор и проверка аппаратных комплексов генераторного напряжения . 54
5 Релейная защита и автоматика 57
5.1 Технические данные защищаемого оборудования 57
5.2 Расчёт номинальных токов 58
5.3 Перечень защит основного оборудования 58
5.4 Рекомендуемые к установке устройства релейной защиты 60
5.5 Продольная дифференциальная защита генератора 60
5.6 Защита от замыканий на землю обмотки статора генератора 62
5.7 Защита от повышения напряжения 65
5.8 Защита обратной последовательности от несимметричных перегрузок и
внешних несимметричных коротких замыканий 65
5.9 Защита от симметричных перегрузок 69
5.10 Дистанционная защита генератора 71
5.11 Защита ротора от перегрузки 73
5.12 Таблица уставок 74
6 Компоновка и сооружения гидроузла 75
6.1 Состав и компоновка гидроузла 75
6.2 Проектирование бетонной водосливной плотины 75
6.2.1 Определение класса гидротехнического сооружения 75
6.2.2 Определение отметки гребня плотины 75
6.3 Гидравлический расчет плотины и нижнего бьефа 78
6.3.1 Определение ширины водосливного фронта 78
6.3.2 Определение отметки гребня водослива 79
6.3.3 Проверка на пропуск поверочного расхода 81
6.3.4 Построение профиля водосливной грани 82
6.3.5 Расчет сопряжений потока в нижнем бьефе 84
6.3.6 Расчет параметров принятых гасителей 85
6.4 Конструирование плотины 88
6.4.1 Определение ширины подошвы плотины 88
6.4.2 Разрезка бетонной плотины швами 90
6.4.3 Быки 90
6.4.4 Устои 90
6.4.5 Галереи в теле плотины 91
6.4.6 Дренаж тела бетонных плотин 91
6.5 Конструирование отдельных элементов подземного контура плотины ... 91
6.5.1 Цементационная завеса 91
6.6 Фильтрационные расчеты 93
6.7 Определение основных нагрузок на плотину 94
6.7.1 Вес сооружения 94
6.7.2 Сила гидростатического давления воды 95
6.7.3 Равнодействующая взвешивающего давления 95
6.7.4 Сила фильтрационного давления 96
6.7.5 Давление грунта и наносов 96
6.7.6 Волновое давление 98
6.7.7 Расчёт прочности плотины 98
6.7.8 Критерии прочности плотины 101
6.7.9 Расчёт устойчивости плотины 102
7 Охрана труда. Пожарная безопасность. Охрана окружающей среды 103
7.1 Безопасность гидротехнических сооружений 103
7.2 Охрана труда и техника безопасности 103
7.3 Пожарная безопасность 105
7.4 Охрана окружающей среды 107
8 Технико-экономические показатели 111
8.1 Определение объёмов генерации производства 111
8.2 Текущие расходы по гидроузлу 112
8.3 Налоговые расходы 114
8.4 Оценка суммы прибыли 115
8.5 Оценка инвестиционного проекта 116
8.6 Коммерческая эффективность 117
8.7 Бюджетная эффективность 117
8.8 Анализ чувствительности 118
9 Системы измерений уровней бьефов, современные технические решения .. 121
9.1 Уровнемеры типа сельсинного датчика-уровнемера 121
9.2 Устройство и принцип действия датчиков давления 123
9.3 Выбор аппаратуры для измерений бьефов проектируемой ГЭС 124
9.3.1 Выбор дальномеров верхнего и нижнего бьефов для Олёкминской ГЭС 124
9.3.2 Выбор датчиков давления верхнего и нижнего бьефов для
Олёкминской ГЭС 125
Заключение 128
Список использованных источников 130
Около 71% поверхности Земли покрыто водой - 361,12 млн. км2. Неблагоразумно было бы не использовать столь огромное количество воды в природе для народного хозяйства.
Гидроэлектростанция представляет собой неразрывную систему гидротехнических сооружений и оборудования для получения электрической энергии из энергии воды.
Себестоимость производства электроэнергии в кВтш на ГЭС на порядок ниже, чем на тепловых и атомных станциях, так как вода является возобновляемым источником энергии в отличие от нефти, газа, твердого топлива и ядерного горючего.
Одним из положительных свойств гидроэнергетики является, то, что это наиболее экологически чистые средства массового производства электроэнергии, ГЭС не выделяют вредных веществ в окружающую среду. Одним из недостатков является неравномерность естественного стока реки. Решением данной проблемы является создание водохралища, регулирующего сток.
Высокая маневренность ГЭС позволяет наиболее эффективно загружать их работой в часы пик электрической нагрузки и выравнивать тем самым нагрузку тепловых электростанций, сокращая пережог топлива. Наличие постоянного запаса воды в водохранилищах дает возможность использовать ГЭС для кратковременной работы с повышенной нагрузкой в случае аварий на других электростанциях энергосистемы.
Целью дипломного проекта является проектирование Олёкминской ГЭС на реке Олёкма. Основной задачей проектирования является максимум вытеснения тепловых мощностей в энергосистеме. Так же был произведён выбор основного и вспомогательного оборудования, выбрана электрическая схема соединений и компоновка гидроузла, произведено техно - экономическое обоснование эффективности проекта.
В дипломном проекте Олёкминской ГЭС на реке Олёкма, являющейся сооружением I класса, рассчитаны и определены основные параметры и элементы.
Для начала были определены значения максимальных расчетных расходов для основного обеспеченностью 0,1% и поверочного обеспеченность 0,01% случаев равных 5389 м3/с и 5974 м3/с соответственно.
В результате водно-энергетических расчётов была получена установленная мощность проектируемой ГЭС, составившая 655 МВт, определена зона работы на суточных графиках нагрузки. Уровень мёртвого объёма находится на отметке 532,58 м. Полезный объём при отметке НПУ = 554 м составляет 17,25 км3. Средне многолетняя выработка электрической энергии 4,14 кВт А.
Следующим этапом проектирования было определено оптимальное число и тип гидроагрегатов, устанавливаемых на ГЭС. По результатам построенного режимного поля определены напоры:
- максимальный - 60,10 м;
- расчётный - 46,10 м, которому соответствует максимальный расход 1722 м3/с;
- минимальный - 35,00 м.
Выбрана гидротурбина ПЛ70-В с диаметром 7, 5 как имеющая наиболее оптимальную рабочую зону при всех расчетных режимах работы.
Для выбранной турбины, имеющей частоту 100 об/мин подобран гидрогенератор СВ 1260/325 - 60 активная мощность которого составляет 163,7 МВт.
В результате расчёта капитальных затрат выгодным вариантом структурной схемы оказалась схема ГЭС с укрупнёнными блоками. Принята схема распределительного устройства 220 кВ для 7 присоединений (2 укрупнённых блока и 5 отходящий линий) - две рабочие и обходная система шин. По справочным данным и каталогам установлены блочные трансформаторы ТДЦ - 400000/220, трансформаторы собственных нужд ТСЗП - 4000/15,75, для воздушных линий выбраны сталеалюминевые провода марки АС 240/32. В качестве генераторного выключателя, принят элегазовый комплекс HECS - 130XLp производства компании «ABB».
Далее был рассмотрен обязательный перечень устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с ПУЭ.
Принята приплотинная компоновка гидроузла. В состав сооружения входит:
- водосливная бетонная плотина, имеющая длину 63,00 м;
- станционная часть длиной 144, 00 м;
- левобережная глухая бетонная плотина - 112,00 м;
- правобережная каменно-набросная плотина - 260,50 м.
Ширина подошвы водосливной плотины составляет 55,27 м. гребень плотины находится на отметке 561,20 м.
Для гашения энергии сбрасываемой воды используется способ свободно отброшенной струи. Плотина Олёкминской ГЭС устойчива и соответствует требованиям надёжности, так как рассчитанная надежность составляет 1,27 при нормативном значении для I класса сооружения 1,25.
В соответствии с действующим законодательством рассмотрены мероприятия организации безопасности ГТС. Также перечислены мероприятия по охране окружающей среды в период возведения и эксплуатации гидроузла.
Выполняя анализ и расчет экономических показателей, был сделан вывод об экономической эффективности строительства Олёкминской ГЭС на реке Олёкма, в результате получены следующие показатели:
- период окупаемости проекта - 5 лет 2 месяца;
- себестоимость производства электроэнергии, руб/ кВтч = 0,12;
- удельные капиталовложения = 944126,45, руб/ кВт.
Таким образом, строительство Олёкминского гидроузла в настоящее время является актуальным.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
